趙正果 王順玉

(1.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院 2.中國(guó)石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院)

1 氣藏概況

四川盆地西部坳陷的新場(chǎng)氣田淺層蓬萊鎮(zhèn)組JP2氣藏主要發(fā)育河流相砂體，縱向上由5個(gè)疊置程度較差的氣層構(gòu)成，屬低—中孔隙度、低滲—近致密儲(chǔ)層。氣藏為構(gòu)造背景控制下的無邊底水、彈性氣驅(qū)的構(gòu)造-巖性氣藏，依靠天然能量衰竭式開采(1-4)。

JP2氣藏于1994年正式投入規(guī)模開發(fā)，遞減階段經(jīng)歷2次調(diào)整共提高可采儲(chǔ)量14×108m3，采收率提高17%。近年來JP2氣藏增加了大量沙溪廟組氣藏過路井，氣藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)發(fā)生較大變化，前期研究成果已不能滿足該氣藏提高采收率的需求。

2 氣藏精細(xì)描述與剩余可采儲(chǔ)量分布研究

2.1 氣藏精細(xì)描述

以前期認(rèn)識(shí)為基礎(chǔ)，確定地層劃分與對(duì)比的原則為“旋回對(duì)比、分級(jí)控制、厚度約束、全區(qū)閉合”，利用新增鉆井資料，參考地層厚度變化趨勢(shì)完成小層的精細(xì)對(duì)比，構(gòu)成全區(qū)閉合統(tǒng)一，實(shí)現(xiàn)小層精細(xì)對(duì)比。

沉積微相研究表明氣藏為三角洲平原—三角洲前緣的沉 積環(huán)境，發(fā)育有分支河道，天然堤、決口扇、河口壩、三角洲前緣席狀砂等多種類型沉積砂體(5-11)。

通過巖心、巖屑觀察，JP2儲(chǔ)層巖性以粉砂質(zhì)細(xì)砂巖和粗粉砂巖為主。砂巖成分以石英為主，巖屑次之，長(zhǎng)石含量較少，膠結(jié)物以方解石為主，有少量白云石，偶見硅質(zhì)、硬石膏,雜基含量一般較低；膠結(jié)類型以孔隙式為主，分選中等一好；磨圓度多為次棱角狀，次圓、棱角狀少量。

儲(chǔ)集空間類型主要為殘余粒間孔，次為粒間溶濁擴(kuò)大孔和粒內(nèi)溶孔，其儲(chǔ)層孔隙度、滲透率特征見表1。JP2氣藏孔隙度1.56%～17.34%，平均值9.67%。滲透率0.012mD～8.62mD，平均值0.752mD。對(duì)新場(chǎng)氣JP2氣藏巖心物性統(tǒng)計(jì)可知儲(chǔ)層參數(shù)變化較大，規(guī)律性不明顯，非均質(zhì)性較強(qiáng)。

表1 新場(chǎng)蓬二氣藏儲(chǔ)層物性對(duì)比表

2.2 剩余可采儲(chǔ)量分布研究

JP2氣藏剩余儲(chǔ)量主要分為兩大部分：①已動(dòng)用區(qū)剩余可采儲(chǔ)量，即被生產(chǎn)現(xiàn)井網(wǎng)所控制，為在現(xiàn)有工藝技術(shù)條件下可采出剩余儲(chǔ)量，通過開發(fā)調(diào)整，措施挖潛或鉆新井可采出；②剩余難動(dòng)用儲(chǔ)量，由于儲(chǔ)量品質(zhì)、開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益差，需要改進(jìn)開采技術(shù)才能采出。

天然氣物理特性能定量表征剩余氣分布的參數(shù)目前只有地層壓力，地層壓力高的區(qū)域剩余氣量就多，反之剩余氣量就少。各層地層壓力和剩余氣分析如下(表2)。JP2氣藏剩余可采儲(chǔ)量較多的層在JP22、JP24和JP23，目前井網(wǎng)控制下剩余可采儲(chǔ)量為11.71×108m3，是已動(dòng)用區(qū)域內(nèi)目前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下可采出來的剩余氣，它包括通過老井挖潛和少量加密井提高增加的那部分潛力。

表2 新場(chǎng)JP2氣藏剩余儲(chǔ)量及剩余可采儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)表

JP21層剩余可采儲(chǔ)量0.92×108m3，目前平均地層壓力8.78MPa。氣層連片性一般，部分區(qū)域無生產(chǎn)井控制，地層壓力下降也不均衡，在中北部形成了X26—XQ25-1幾個(gè)相連的壓降漏斗，壓力在4 MPa～6 MPa之間；XQ25-1井以南、L7井區(qū)以西南及L18井以南等區(qū)域都形成連片的地層壓力保持較高區(qū)域，地層壓力12 MPa～14MPa左右，屬剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)(圖1、圖2)。

JP22層剩余可采儲(chǔ)量5.80×108m3，是氣藏目前剩余可采儲(chǔ)量最多的氣層。數(shù)模計(jì)算的平均地層壓力6.64MPa。氣層連通性較好，生產(chǎn)井分布均衡，但采出不均衡。地層壓力，下降也不均衡。在CX255-XQ88-XQ102井區(qū)、X72井區(qū)、X68-X77-X72井區(qū)等區(qū)域形成了幾個(gè)較深的壓降漏斗，地層壓力0.5 MPa～3MPa左右，達(dá)到廢棄壓力。在XQ69以北，地層壓力較高12 MPa左右，氣藏西部、西南部、北部邊緣地層壓力高，屬剩余可采儲(chǔ)量富集區(qū)(圖3、圖4)。

圖1 JP21氣層地層壓力分布圖 圖2 JP21氣層剩余儲(chǔ)量豐度分布圖

JP23層剩余可采儲(chǔ)量1.14×108m3。目前數(shù)模計(jì)算的平均地層壓力5.04MPa，其地層壓力水平較低。氣層連通性較好，在中部XQ42～XQ73-1 ～X83-2井區(qū)等域內(nèi)地層壓力下降大，壓降漏斗深，地層壓力1MPa左右，已達(dá)到廢棄壓力。在XQ97井以北，XQ36井區(qū)地層壓力較高，約9 MPa～11MPa左右，屬剩余可采儲(chǔ)量富集區(qū)(圖5、圖6)。

JP24層剩余可采儲(chǔ)量3.47×108m3。目前數(shù)模計(jì)算的平均地層壓力6.46MPa。氣層連通性較好，生產(chǎn)井多，地層壓力下降較均衡。在XQ62井、X705-1井和X47井區(qū)也形成壓降漏斗，地層壓力1.1 MPa～2MPa左右，也已達(dá)到廢棄壓力。在XQ54-CX267井區(qū)生產(chǎn)井少，采出程度低，地層壓力11 MPa～14MPa之間，是剩余可采儲(chǔ)量富集區(qū)(圖7、圖8)。

圖3 JP22氣層地層壓力分布圖 圖4 JP22氣層剩余儲(chǔ)量豐度分布圖

圖5 JP23氣層地層壓力分布圖 圖6 JP23氣層剩余儲(chǔ)量豐度分布圖

圖7 JP24氣層地層壓力分布圖 圖8 JP24氣層剩余儲(chǔ)量豐度分布圖

JP25層剩余可采儲(chǔ)量0.38×108m3。目前數(shù)模計(jì)算的平均地層壓力7.25MPa。氣層連片性差，生產(chǎn)井分布不均，地層壓力下降也不均衡。中南部X82、CX154 、X714-1井形成多個(gè)壓降漏斗，其中CX154井壓降漏斗深，地層壓力1.7MPa已達(dá)到廢棄壓力，其它井區(qū)壓降漏斗壓力4 MPa～5.5MPa，是剩余可采儲(chǔ)量富集區(qū)；中北部以及西部生產(chǎn)井少，采出程度低，地層壓力9 MPa～12MPa之間，是剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)(圖9、圖10)。

圖9 JP25氣層地層壓力分布圖 圖10 JP25氣層剩余儲(chǔ)量豐度分布圖

3 提高采收率技術(shù)對(duì)策

目前新場(chǎng)氣田低滲砂巖氣藏提高采收率的常規(guī)方法一般為：酸化壓裂改造、加密井開發(fā)、排水采氣、增壓開采、高低壓分輸[12，13]。這些方法在新場(chǎng)氣田已經(jīng)使用多年，并且取得了較好的效果，本文主要在使用這些方法的基礎(chǔ)上針對(duì)井網(wǎng)控制區(qū)能否開展局部加密，未動(dòng)區(qū)難采儲(chǔ)量開發(fā)可行性，層間挖潛的可行性，提出相應(yīng)對(duì)策以進(jìn)一步提高采收率。

3.1 氣藏局部加密井調(diào)整的可行性

選擇典型氣層JP23作為解剖對(duì)象研究JP2氣藏這類條帶狀氣層如何部署井網(wǎng)及確定合理井距。解剖模型取自三維地質(zhì)模型，經(jīng)過生產(chǎn)歷史擬合調(diào)整修正，其更接近真實(shí)氣層。最初井網(wǎng)沿河道中央部署10口井，井網(wǎng)密度0.82口/km2、井距1.1km，逐步加密到63口井，井網(wǎng)密度5.22口/km2，井距430m，共計(jì)5個(gè)不同井網(wǎng)開發(fā)方案(表3)。

表3 不同井網(wǎng)開發(fā)方案

不同井網(wǎng)密度下JP23層開采效益圖(圖11)，用目前氣價(jià)、投資和操作成本按開發(fā)項(xiàng)目行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)測(cè)算，5套井網(wǎng)方案都有開采效益。數(shù)模井網(wǎng)合理性研究表明：JP2氣藏井網(wǎng)密度在2口/km2以下就能獲得較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期，穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束后再加密井網(wǎng)，可以減緩產(chǎn)量遞減，獲得較高的開發(fā)效益，在井網(wǎng)密度2.7口/km2時(shí)效果最好，加密井的經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限井距為430m。JP2氣藏目前井網(wǎng)密度到達(dá)最佳值2.68口/km2，已無整體加密的技術(shù)需求。

圖11 不同井網(wǎng)密度下開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益曲線

JP2氣藏經(jīng)歷了多次開發(fā)井調(diào)整完善(老井轉(zhuǎn)層、局部加密井)，目前井網(wǎng)已將所有優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)量控制住了，只在Ⅲ類儲(chǔ)層的局部區(qū)域沒有井控制，這些地區(qū)儲(chǔ)量品位低，多為難采儲(chǔ)量，雖然具備一定的開發(fā)潛力，但從經(jīng)濟(jì)方面來考慮，新井累計(jì)產(chǎn)量達(dá)不到經(jīng)濟(jì)界限值的要求。另外氣藏整體地層壓力下降了7MPa左右，低壓條件下開采難度加大。因此，JP2氣藏在目前經(jīng)濟(jì)和開采技術(shù)條件下基本上不可能鉆加密井去動(dòng)用這些閑置儲(chǔ)量。只能等低壓、低品位儲(chǔ)層壓裂技術(shù)提高后才能考慮動(dòng)用。

3.2 未動(dòng)儲(chǔ)量開發(fā)可行性論證

目前新場(chǎng)JP2氣藏94.99×108m3的復(fù)算儲(chǔ)量動(dòng)用率達(dá)90.1%，僅有在井網(wǎng)控制區(qū)外，還有邊角、小砂體9.31×108m3的儲(chǔ)量未被動(dòng)用，大多未被井網(wǎng)控制，但由于這部分儲(chǔ)量多為低品位難采儲(chǔ)量,儲(chǔ)層條件差，動(dòng)用的技術(shù)工藝要求高，雖然多數(shù)區(qū)域地層壓力仍保持較高水平，但低品位儲(chǔ)層壓裂改造技術(shù)仍是個(gè)難題。比如最近實(shí)施的XQ124井，地層壓力保持在12MPa以上，用目前壓裂技術(shù)改造求產(chǎn)僅獲無阻流量0.41×104m3/d，顯然需要攻關(guān)解決低品位儲(chǔ)層壓裂改造技術(shù)問題。

3.3 老井挖潛可行性論證

新場(chǎng)JP2氣藏處于低壓小產(chǎn)開發(fā)階段，已開發(fā)區(qū)地層壓力較低，仍有一些數(shù)量的低品位儲(chǔ)量沒有動(dòng)用，只能靠本層系生產(chǎn)井或其它層系的過路井來挖潛動(dòng)用。老井挖潛的可行性關(guān)鍵點(diǎn)仍然是地層壓力，即在多高地層壓力下，老井可實(shí)施轉(zhuǎn)層壓裂投產(chǎn)。

圖12表示近年來JP2氣藏實(shí)施的新井、新層穩(wěn)產(chǎn)水平與計(jì)算的地層壓力系數(shù)之間的關(guān)系。新井、新層中有局部加密井、擴(kuò)邊建產(chǎn)井，多數(shù)為近年實(shí)施的老井挖潛(表4)。從圖12和表4可知有三分之一的氣井穩(wěn)定產(chǎn)能可以達(dá)到0.7104m3/d以上，達(dá)到或超過開發(fā)調(diào)整方案論證的合理產(chǎn)量。效果較好的占三分之一。其中XQ123和XQ124兩口新井和XQ54挖潛井因儲(chǔ)層條件差沒有達(dá)到開發(fā)井初期穩(wěn)產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)。初期穩(wěn)產(chǎn)量的高低不是評(píng)價(jià)新井、新層實(shí)施有無經(jīng)濟(jì)效益的標(biāo)準(zhǔn)，它僅僅是一個(gè)技術(shù)界限值。關(guān)鍵是氣井的累計(jì)產(chǎn)量或可采儲(chǔ)量能否滿足經(jīng)濟(jì)效益指標(biāo)。顯然，用鉆新井的氣井產(chǎn)能界限來衡量老井挖潛是不合適的。根據(jù)《川西中淺層氣藏老井挖潛產(chǎn)量界限值》研究結(jié)果，挖潛經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限值大大低于鉆井經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限值。對(duì)新場(chǎng)JP2氣藏氣層埋深950m～1200m，老井挖潛一個(gè)單層，壓裂改造費(fèi)用60～80萬元，獲得經(jīng)濟(jì)效益的挖潛技術(shù)界限值是單井穩(wěn)定產(chǎn)量大于0.19m3/d，挖潛層控制的可采儲(chǔ)量(最低累計(jì)產(chǎn)量)應(yīng)大于0.0525×108m3。以此對(duì)照表4和圖2，在優(yōu)良的(Ⅰ～Ⅱ類儲(chǔ)層)儲(chǔ)層條件下，氣井的地壓系數(shù)無論高低，只要壓裂工藝技術(shù)允許，都能到達(dá)挖潛的經(jīng)濟(jì)效益界限值。

圖12 投產(chǎn)新井低壓系數(shù)與初期穩(wěn)定產(chǎn)能關(guān)系圖

根據(jù)儲(chǔ)層類型，地層壓力分布以及現(xiàn)生產(chǎn)層段的采出狀況對(duì)33井層老井潛力進(jìn)行分析，確定JP2氣藏近期可挖潛井15口共17層(砂體總厚度303.5m，有效厚度190.7m)，主要集中在JP21、JP22和JP25氣層(表5)，這將極大提高JP2氣藏的采收率。

3.4 提高采收率技術(shù)對(duì)策

在井網(wǎng)控制區(qū)，要把地下11.71×108m3剩余可采儲(chǔ)量拿出來，關(guān)鍵是搞好現(xiàn)有生產(chǎn)井的科學(xué)管理，積極治理低效井，延長(zhǎng)氣井生產(chǎn)壽命期，搞好泡排采氣和增壓開采兩項(xiàng)主體技術(shù)的應(yīng)用，進(jìn)一步減緩氣井(氣藏)產(chǎn)量遞減率，提高其開發(fā)效果。

對(duì)于井網(wǎng)控制區(qū)有效厚度190.7m的老井轉(zhuǎn)層潛力，依靠現(xiàn)有壓裂技術(shù)，優(yōu)先選擇Ⅰ～Ⅱ類儲(chǔ)層進(jìn)行挖潛，對(duì)Ⅲ類儲(chǔ)層只要地壓系數(shù)不太低也可考慮轉(zhuǎn)層挖潛。同時(shí)，在單井井間泄氣半徑?jīng)]有干擾(相交)、地壓系數(shù)要大于0.80的區(qū)域，可考慮在Ⅰ～Ⅱ類儲(chǔ)層鉆少量開發(fā)井，以提高井網(wǎng)控制區(qū)可采儲(chǔ)量。

對(duì)于井網(wǎng)外9.31×108m3的未動(dòng)儲(chǔ)量。選擇儲(chǔ)層條件較好的區(qū)域鉆少量擴(kuò)邊調(diào)整井，以充分利用好每一方天然氣資源，提高氣藏動(dòng)用程度。由于這部分儲(chǔ)量多數(shù)儲(chǔ)層條件差，動(dòng)用的技術(shù)工藝要求高，目前壓裂工藝還不適應(yīng)，可償試鉆水平井分段壓裂開采，以提高氣井泄氣面積和產(chǎn)能，提高井控可采儲(chǔ)量，以解放這部分儲(chǔ)量蘊(yùn)藏的產(chǎn)能。

4 應(yīng)用效果

(1)目前已實(shí)施挖潛井4口，平均日產(chǎn)氣1.2×104m3/d；已實(shí)施調(diào)整井3口，測(cè)試無阻流量平均2.1×104m3/d，效果顯著。

(2)部署轉(zhuǎn)層挖潛井15口共17層，預(yù)計(jì)方案實(shí)施后可新增動(dòng)用儲(chǔ)量5.1×108m3，地質(zhì)儲(chǔ)量動(dòng)用率達(dá)到94.7%；新增可采儲(chǔ)量4.07×108m3，預(yù)測(cè)期末比調(diào)整前多采氣3.27×108m3，氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量采收率達(dá)到60.01%，提高3.44%。

表5 JP2氣藏各氣層挖潛井明細(xì)

5 結(jié)論

(1)通過氣藏精細(xì)描述與氣藏工程分析和數(shù)值模擬等手段結(jié)合，可以準(zhǔn)確定性、定量研究剩余氣分布，配合適當(dāng)?shù)墓に嚧胧┛梢杂行岣邭獠夭墒章省?/p>

(2)蓬二氣藏提高采收率技術(shù)對(duì)策，應(yīng)該針對(duì)開采后期低壓、低品位儲(chǔ)層的特點(diǎn)，改進(jìn)和完善相應(yīng)的儲(chǔ)層改造和采氣工藝，以進(jìn)一步提高采收率。

(3)蓬二氣藏在現(xiàn)井網(wǎng)條件下氣藏基本沒有加密的空間。局部可加密區(qū)，多為Ⅲ類低品位儲(chǔ)量區(qū)，加密獲工業(yè)氣流的可能性較小。

(4)蓬二氣藏井網(wǎng)控制剩余可采儲(chǔ)量11.71×108m3，井網(wǎng)外未動(dòng)儲(chǔ)量9.31×108m3。這些儲(chǔ)量處于砂體邊緣，儲(chǔ)層條件差，動(dòng)用的技術(shù)工藝要求高，開采具有一定難度。

(5)對(duì)于井網(wǎng)控制區(qū)有效厚度190.7m的老井轉(zhuǎn)層潛力，依靠現(xiàn)有壓裂技術(shù)，優(yōu)先選擇Ⅰ～Ⅱ類儲(chǔ)層進(jìn)行挖潛，對(duì)Ⅲ類儲(chǔ)層只要地壓系數(shù)不太低也可考慮轉(zhuǎn)層挖潛，可以有效提高氣藏采收率。

1 劉成川,卜淘,張文喜.新場(chǎng)氣田蓬二段氣藏二次開發(fā)調(diào)整研究[J]. 油氣地質(zhì)與采收率,2004,(4) :46-48.

2 劉成川.四川新場(chǎng)氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏層間干擾分析[J]. 成都理工學(xué)院學(xué)報(bào),1996,(4) :71-74.

3 青淳,唐紅君,卜淘.川西坳陷新場(chǎng)氣田淺層氣藏開發(fā)技術(shù)難點(diǎn)及對(duì)策[J]. 天然氣工業(yè),2002,(3) :,55-58.

4 朱彤,葉軍.川西坳陷致密碎屑巖氣藏類型劃分及特征[J]. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2004,(6) :537-541.

5 唐建明,楊軍,張哨楠.川西坳陷中、淺層氣藏儲(chǔ)層識(shí)別技術(shù)[J]. 石油與天然氣地質(zhì),2006,(6) :879-894.

6 鄭祥克.新場(chǎng)蓬萊鎮(zhèn)異常高壓氣藏氣體單相滲流實(shí)驗(yàn)特征[J]. 石油與天然氣地質(zhì),2007,(1) :88-91.

7 李學(xué)明,呂正祥,黎從軍.川西新場(chǎng)氣田蓬萊鎮(zhèn)組有利儲(chǔ)集砂體展布研究[J]. 巖相古地理,1997,(3) :,54-59

8 唐建明.川西坳陷致密非均質(zhì)氣藏儲(chǔ)層空間展布刻劃[J].天然氣工業(yè),2002,(4) :19-23.

9 馬勇.川西坳陷新場(chǎng)氣田蓬萊鎮(zhèn)組有利儲(chǔ)層橫向預(yù)測(cè)[J]. 沉積與特提斯地質(zhì),2002,(4) :61-66.

10 柳梅青.川西新場(chǎng)氣田蓬萊鎮(zhèn)組陸相地層高分辨率層序地層學(xué)研究[J]. 沉積學(xué)報(bào),2000,(1) :50-56.

11 常興浩．孤家子—八屋氣田氣藏精細(xì)描述研究[J]. 天然氣工業(yè),2005,(3) :17-19.